Attuare la decarbonizzazione attraverso Sistemi Energetici Ibridi

Necessario un cambio di paradigma del sistema energetico

Nell'ambito del Green Deal, nel settembre 2020 la Commissione Europea ha proposto di elevare l'obiettivo della riduzione delle emissioni di gas serra per il 2030 ad almeno il 55% rispetto ai livelli del 1990. Per raggiungere i target prefissati occorre prendere in considerazione tutte le azioni necessarie in tutti i settori interessati. Attuare un processo di decarbonizzazione richiede un cambio di paradigma del sistema energetico; affinché ciò sia possibile, è necessario agire su più fronti: fonti rinnovabili, efficienza energetica, sistemi di accumulo, demand response, utilizzo del P2G (power to gas), etc. 

Secondo gli scenari di RSE predisposti per l’aggiornamento del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) agli obiettivi del Green Deal, vi è quella di installare al 2030 circa 58 GW di potenza da fonti rinnovabili. Si dovrebbe passare, quindi, dagli attuali 56 GW ad un valore di 114 GW di capacità produttiva da fonti rinnovabili, costituita principalmente da solare ed eolico.

Tutto ciò implica che una maggiore penetrazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili, debba essere accompagnata e supportata da un ecosistema in grado di gestire gli effetti dovuti all’intermittenza e non programmabilità delle fonti rinnovabili intermittenti; il presente articolo si focalizza principalmente su questi aspetti, ovvero si pone l’obiettivo di comprendere come poter gestire, in modo ottimale, un sistema energetico ibrido nel quale vi è un’alta penetrazione di fonti rinnovabili. 

Che cosa è un Sistema Energetico Ibrido (o Multi Energy Systems, MES)

Innanzitutto, occorre definire il concetto di sistema energetico ibrido (o Multi Energy Systems, MES): un MES non è nient’altro che un sistema nel quale si integrano diversi tipi di risorse, che collegano più vettori energetici in modo da soddisfare la domanda. I servizi energetici, come il riscaldamento e il raffrescamento, possono essere considerati servizi flessibili e possono incorporare diversi sistemi energetici in quanto possono essere forniti da più vettori energetici, ovvero elettricità, gas o calore diretto (teleriscaldamento).

Di seguito si sintetizzano prima i risultati di un lavoro scientifico, per poi fare qualche considerazione sul tema.

Caso studio di dimensionamento di un sistema energetico ibrido

Un MES può contribuire ad aumentare la penetrazione dell'energia da FER grazie alla possibilità di passare da una fonte di energia all'altra e ai sistemi di stoccaggio del calore e del gas su larga scala. Questa ulteriore flessibilità può contribuire a mitigare i problemi che derivano dalla intermittenza delle FER (solare ed eolico). Inoltre, questi sistemi energetici possono essere gestiti ed operare in modo modulare, il che permette di implementare una struttura di gestione gerarchica più flessibile, che copre edifici, città o anche regioni.

A titolo di esempio, si riportano di seguito i risultati ottenuti da Bartolucci et al. dove si propone una metodologia volta al dimensionamento, e alla relativa gestione energetica, di un sistema energetico ibrido (MES), costituito sia da fonti fossili che rinnovabili.

Nel caso studio analizzato si è valutato il dimensionamento di un MES per un edificio pubblico tale da soddisfare sia un carico elettrico che termico. Per il seguente sistema sono stati considerati una serie di componenti adibiti sia alla generazione che allo storage (termico ed elettrico).

È bene sottolineare che il corretto dimensionamento di un MES dipende da numerosi fattori: modalità di funzionamento (grid-connected/off-grid), impatto ambientale, costi, affidabilità e capacità di fornire servizi alla rete, motivo per cui sono stati valutati diversi scenari in modo da valutare il loro impatto sulla definizione del MES.

Il dimensionamento viene risolto usando un algoritmo genetico, mentre l’energy management è formulato come un problema di “unit commitment” e risolto attraverso una programmazione lineare mista intera (Mixed Integer Linear Programming, MILP): in sintesi, gli algoritmi di ottimizzazione considerati operando secondo una minimizzazione dei costi, sia operativi che di capitale, del sistema.

I risultati vengono confrontati con uno scenario base, in cui tutta l'energia elettrica viene acquistata dalla rete. I costi e le emissioni associate relativi a un anno, nel caso in cui tutta l’energia viene prelevata dalla rete, sono i seguenti:

• 55 k€
• 192 tCO²

La metodologia proposta viene applicata a diversi scenari, mirando sia a obiettivi economici che ambientali. Il primo scenario è definito per realizzare un'ottimizzazione puramente economica (ECO), in modo da valutare la configurazione più promettente in termini di costi. Sono stati valutati poi scenari relativi all’impatto ambientale, in particolare in uno di questi si è imposta una riduzione delle emissioni di anidride carbonica del 50% rispetto allo scenario base (CER50).

Nel primo scenario simulato (ECO) viene eseguita solamente un'ottimizzazione economica. Pertanto, il sistema energetico è composto da: un impianto fotovoltaico (PV), pompe di calore (HP) e la rete (Grid). In questa configurazione la priorità è data al fotovoltaico, mentre la rete viene utilizzata sia per soddisfare il carico, quando necessario, che assorbire l'energia in eccesso prodotta dai pannelli fotovoltaici. È da sottolineare, però, che tale configurazione prevede l’immissione di grandi quantità di energia, prodotta da fotovoltaico, nella rete, la quale non è detto che sia sempre in grado di gestire tale surplus energetico (picchi di sovrapproduzione).

Si è valutato poi uno scenario in cui si impone una riduzione del 50% delle emissioni di CO₂ (CER50). Dai risultati emerge la necessità, rispetto al caso precedente, di introdurre un pacco batterie (BESS) che sfrutti il surplus energetico del fotovoltaico, ed un sistema di accumulo termico (TES) in modo da sfruttare al meglio la cella a combustibile ad ossidi solidi (SOFC) alimentata a gas, la quale opera in assetto trigenerativo. Come ci si può aspettare, il costo del sistema in quest’ultima configurazione (CER50), dove appunto si impongono vincoli ambientali più stringenti, aumenta notevolmente rispetto al caso base (circa il doppio), il che è coerente con altri lavori presenti in letteratura.

Figura 1 Risultati della programmazione energetica per lo scenario CER50 per una settimana invernale, richiesta elettrica (sopra) e termica (sotto), fonte Bartolucci et al.

Nella figura riportata si possono osservare i risultati relativi alla programmazione energetica per una settimana invernale nella configurazione ottenuta dallo scenario CER50. In questo caso, rispetto allo scenario precedente (ECO) il surplus energetico del fotovoltaico, prodotto nelle ore centrali della giornata, viene sfruttato sia dalla batteria che dalle pompe di calore, incrementando quindi la quota di energia autoconsumata. La SOFC opera, invece, quando viene meno il fotovoltaico riuscendo a garantire la richiesta energetica limitando anche gli scambi con la rete. Inoltre, come si osserva la richiesta termica è quasi interamente soddisfatta dalle pompe di calore, mentre lo storage termico interviene durante le rampe di carico.

Dai risultati appare evidente che introdurre dei sistemi multienergetici, in un contesto residenziale/terziario, consente di sfruttare a pieno le sinergie di tutti i componenti incrementando la quota di produzione da FER e garantendo anche la possibilità di offrire servizi ancillari alla rete. Inoltre, come ci si può aspettare, si nota come ottenere un’elevata riduzione delle emissioni comporti un incremento dei costi, poiché è necessario introdurre dei componenti aggiuntivi (ad esempio per CER50 storage termico ed elettrico e la SOFC). 

Tabella 1 Risultati per le diverse configurazioni, fonte Bartolucci et al.

I risultati chiave di questo lavoro possono, quindi, essere riassunti come segue:

• Il fotovoltaico è già competitivo con la rete in termini di costi, mentre gli obiettivi di riduzione delle emissioni di carbonio consentono di abilitare tecnologie per lo stoccaggio, sia elettrochimico che termico, e tecnologie altamente efficienti come le SOFC;
• Una riduzione del 31% e del 47% rispettivamente dei costi totali e delle emissioni di CO₂ può essere raggiunta già mirando al puro obiettivo economico, installando un impianto fotovoltaico e delle pompe di calore.

Tengo a sottolineare che si è preso come esempio il lavoro menzionato per evidenziare il potenziale di questi sistemi (MES) in termini di flessibilità e integrazione di diversi vettori energetici. Evidentemente i risultati di questo tipo di studi possono differire in funzione delle ipotesi al contorno considerate. Un tema rilevante, quando si parla di questi sistemi, è non dare per scontato che continueranno a valere le regole attuali in termini di possibilità di immissione in rete dell’energia prodotta in eccesso. Qualora si volessero approfondire ulteriori aspetti sull’esempio sintetizzato, non trattati per esigenze di spazio, si rimanda direttamente all’articolo.

Applicazioni reali di sistemi energetici ibridi

Nella sezione precedente è stato analizzato da un punto di vista prettamente teorico un esempio di sistema energetico ibrido. Occorre, però, a questo punto mostrare quali sono dei possibili campi di applicazione per tali sistemi. Innanzitutto, è bene ribadire che la peculiarità di tali sistemi è quella di creare delle sinergie tra i diversi componenti che costituiscono il sistema energetico ibrido, MES.

Un tipico esempio di sistema energetico ibrido lo si può già osservare con le comunità di energia rinnovabili (CER), dove appunto sono presenti sia unità di generazione che di consumo (i cosiddetti prosumer) e in certi casi anche unità di storage; lo scopo qui è quello massimizzare l’autoconsumo sfruttando appunto le sinergie dei vari soggetti che costituiscono la comunità.

Un altro campo di applicazione che vede protagonisti tali sistemi è quello delle UVAM (unità virtuali abilitate miste), dove un aggregatore si occupa della gestione del MES rispettando una serie di vincoli, in questo caso dettati dall’operatore di trasmissione energetica (TSO). In questo ambito l’obiettivo è quello di ottimizzare il funzionamento dell’UVAM sia ottenendo una serie di benefici economici che rispettando tutti i vincoli imposti dal TSO. In genere un’UVAM può svilupparsi in diversi settori: dall’industriale al residenziale/terziario o potenzialmente anche ad un ambito “misto”. 

Ad esempio, un UVAM in un ambito industriale è tipicamente costituito da: un impianto di generazione elettrica a fonte fossile, che spesso opera anche in assetto cogenerativo, un impianto fotovoltaico e una centrale termica, costituita anche da unità di backup, per soddisfare la richiesta termica (si tratta quindi di un MES).

Un ulteriore campo di applicazione delle UVAM, o di un MES, può essere quello relativo all’infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici, dove è necessario che vi sia un soggetto che svolga un ruolo di controllo. Con la predisposizione di grandi infrastrutture di ricarica è come si potesse disporre, in linea teorica, di una grande batteria che può essere caricata o scaricata in base alle esigenze del momento. In un contesto così raffigurato i veicoli sono in grado sia di ricaricarsi appunto, ma anche di erogare energia (scaricandosi) e quindi offrire dei servizi alla rete anche in termini di flessibilità, il cosiddetto vehicle to grid (V2G) (vedi ad esempio progetto pilota di Mirafiori); anche qui è teoricamente possibile sviluppare delle UVAM, ovviamente affinché ciò sia possibile è necessaria una maggiore penetrazione dei veicoli elettrici, e quindi delle infrastrutture di ricarica. Ipoteticamente si potrebbe pensare ad un sistema energetico ibrido anche in questo caso, magari affiancato con unità di generazione da fonti rinnovabili per sfruttare ancora di più le diverse sinergie e ridurre l’impatto ambientale.

In un contesto di questo tipo anche il demand response o il demand side management possono concorrere ad ottimizzare la gestione energetica in un sistema di tipo MES.

Tali sistemi sono oggetto di diversi progetti europei, tra cui il progetto PlaMES, nel quale si analizzano diverse configurazioni di MES al fine di avere un’integrazione ottimale di diverse fonti energetiche per garantire una fornitura energetica affidabile, flessibile ed efficiente. Inoltre, sono state illustrate alcune delle molteplici applicazioni pratiche di questi sistemi: dalle comunità energetiche alle UVAM in qualsiasi contesto, dal residenziale fino all’industriale.

Evidentemente gli esempi citati riguardano la gestione in tempo reale e giornaliera degli impianti energetici. C’è poi tutto il tema da sviluppare, per ottimizzare il funzionamento, l’efficienza e l’affidabilità del sistema energetico, degli accumuli di medio periodo e stagionali (e.g. P2G, idrogeno, idroelettrico, etc.). Questi per diverranno essenziali quando si raggiungerà una potenza installata non programmabile rilevante come quella prevista dal Fit for 55. 

Si ringrazia FIRE - Federazione italiana per l’uso razionale dell’energia per la gentile collaborazione